匿名人员
2019-6-7 01:54
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事项：
国家发改委2019年5月15日发布《关于降低一般工商业电价的通知》，提出4项措施，5月底前各地发文，7月1日起实施。4项措施分别为①重大水利工程建设基金征收标准降低50%（市场化电量除外）；②电网增值税税率和固定资产平均折旧率降低0.5%后的空间全额让利；③省内水电企业非市场化交易电量、跨省跨区外来水电和核电企业（三代核电机组除外）非市场化交易电量形成的降价空间全部用于降低一般工商业电价；④积极扩大一般工商业用户参与电力市场化交易的规模，通过市场机制进一步降低用电成本。
国信公用观点：在能源系统清洁化转型以及国内外宏观形势承压的背景下，电力行业有一定利润空间的环节或将需要持续为实体经济让利。2019年度降低一般工商业电价，主要以电网和附加费环节让利为主、水电和核电让利为辅，暂未涉及盈利能力偏弱的火电的计划电量。对水电、核电发电侧企业而言，将增值税率下调的红利对用户侧让利，对原本的不含税收益基本无影响，但原本市场偏乐观的业绩预期可能需要调整。持续看好火电受益于煤价下行预期，关注华电国际、华能国际、看好水电防御性配置价值，关注业绩确定性强的长江电力以及水电非市场化电量占比较低的国投电力。
评论：
措施之一：重大水利工程建设基金征收标准降低50%
政策表述：根据《国家重大水利工程建设基金征收使用管理暂行办法》，重大水利工程建设基金从2010年1月1日起开始征收，至2019年12月31日止。2017年7月1日，《财政部关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》（财税〔2017〕51号）规定该基金降低25%；2018年7月1日起，该基金在最新基础上再降25%；2019年7月1日起，该基金在最新基础上再降50%；2019年12月31日，预计该基金将正式停止征收。根据本次文件的表述：“重大水利工程建设基金征收标准降低50%形成的降价空间（市场化交易电量除外），全部用于降低一般工商业电价。”
国信解读：重大水利工程建设基金本次只针对市场化交易电量以外的电量进行降价，我们判断可能是因为国家认为市场化交易电量已经为降低一般工商业电价作出了贡献，且如果进一步全面降低重大水利工程建设基金，则南水北调、三峡后续规划等中央支出项目可能仍将存在一定缺口。
措施之二：电网增值税税率和固定资产平均折旧率降低0.5%后的空间全额让利
政策表述：在2019年3月27日发布的《国家发展改革委关于电网企业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》中指出：“电网企业增值税税率由16%调整为13%后，省级电网企业含税输配电价水平降低的空间全部用于降低一般工商业电价，原则上自2019年4月1日起执行。”本次文件指出：“适当延长电网企业固定资产折旧年限，将电网企业固定资产平均折旧率降低0.5个百分点；增值税税率和固定资产平均折旧率降低后，重新核定的跨省跨区专项工程输电价格具体见附件，专项工程降价形成的降价空间在送电省、受电省之间按照1︰1比例分配（与送电省没有任何物理连接的点对网工程降价形成的降价空间由受电省使用）。上述措施形成的降价空间全部用于降低一般工商业电价。”
国信解读：我国电网输配环节可分为省级电网、跨省跨区专项输电工程、区域电网、地方电网、增量配电网五个层级。2018年降低一般工商业电价10%时，主要是将电网增值税率下调带来的让利空间全额让利、适当延长电网折旧年限，并且调整了上述部分电网的输配电价水平。2019年一般工商业电价再降10%，目前已经看到省级电网和跨省跨区专项输电工程的增值税率红利让利，以及各类主要电网的折旧年限延长。
我们认为电网让利依然为2019年降低一般工商业电价的主要手段，目前来看各类措施符合预期。电网输配环节的降价，虽然对于跨省跨区送电的水电而言无法带来送电端上网电价的提升（确定全额让利），，但有望提升跨省跨区水电在落地端省份的经济性，增强其竞争力。
措施之三：水电与核电非市场化交易电量全额让利
政策表述：“因增值税税率降低到13%，省内水电企业非市场化交易电量、跨省跨区外来水电和核电企业（三代核电机组除外）非市场化交易电量形成的降价空间，全部用于降低一般工商业电价。其中，之前由我委发文明确上网电价的大型水电站和核电站，其上网电价由受电省省级价格主管部门考虑增值税税率降低因素测算，报我委（价格司）备案后公布执行。”
非市场化交易电量的界定存在争议。我们认为关于非市场化交易电量的界定可能是下一阶段执行水电与核电增值税红利让利政策的主要不确定因素。保量保价肯定属于非市场化部分、不保量不保价肯定属于市场化部分、但保量不保价的界定存在争议。参照前期政策表述，我们倾向于认为，判断市场化电量的核心在于电价形成机制，保量不保价的部分也属于市场化电量。
根据2015年的“电改9号文”《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，要求“分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。……参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。”
根据2017年《国家发展改革委、国家能源局关于有序放开发用电计划的通知》，核电与水电优先发电计划“可以执行政府定价，也可通过市场化方式形成价格”。我们认为这一表述意味着保量不保价的电量部分属于市场化方式形成价格。根据2018年《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，在“加快电力市场化改革，发挥市场调节功能”章节提出“完善电力中长期交易机制”，并依据中长期市场的增加比例逐步减少燃煤电厂计划电量。
根据2019年《国家发展改革委、国家能源局关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，“优先发电、优先购电使市场在电力资源配置中起决定性作用的同时，更好的促进有效市场和有为政府相结合，保障电力系统清洁低碳、安全高效运行，意义重大。”我们认为这一表述认可了优先发电属于市场化机制的一部分。
主要水电、核电上市公司市场化电量占比对比
我们主要结合上市公司公告，以及我们对于上市公司电价构成机制的理解，对主要水电、核电上市公司的市场化电量占比进行对比。
对于所有上市公司来说，增值税红利的让利均不影响原本不含税收入业绩，但后续市场电持续让利对业绩将造成压制。
对于市场化电量占比较高的上市公司来说，由于增值税红利让利而导致的业绩提升预期的一次性落空影响相对较小，但后续市场化部分的持续让利依然可能持续影响业绩。
相应地，对于市场化电量占比较低的上市公司来说，由于增值税红利让利导致的业绩提升预期一次性落空影响可能相对更大，且市场化部分的持续让利依然可能持续影响业绩。
我们根据对比发现，如果只考察保量保价部分的电量占比，水电核电上市公司中占比最低的是国投电力（约33%），其次为桂冠电力（约50%），占比最高的是长江电力（89%）与中国核电（73%）。
其中，国投电力保量保价电量占比低，一方面是由于其送华东部分电量有相当部分参与保量不保价的市场化交易，另一方面是因为其非水电类型的电量占比高达44%。
桂冠电力保量保价与保量部分差异较大，主要是根据《广西壮族自治区人民政府办公厅关于印发广西工业园区和现代服务业电力市场交易方案的通知》（桂政办发〔2018〕22号）规定：开展全区增量电量专场交易，丰水期间，水电上网电价按已批复的上网电价的90%执行，电网企业以0.2865元/千瓦时代理挂牌交易。我们认为这部分电量应当纳入市场化交易电量。
中广核电力广东部分电量有20%通过缴纳额外成本的方式变相参与市场化交易，我们引用上市公司的口径，将这部分电量纳入市场化交易电量。
此外，关于水电行业西电东送框架内电量的性质界定存在不确定性。我们倾向于认为，西电东送云南至广东的框架内电量属于保量保价性质，应当纳入非市场化电量核算。西电东送云南至广东的框架外增送电量则应当属于市场化电量。
投资建议
国信公用观点：在能源系统清洁化转型以及国内外宏观形势承压的背景下，电力行业有一定利润空间的环节或将需要持续为实体经济让利。2019年度降低一般工商业电价，主要以电网和附加费环节让利为主、水电和核电让利为辅，暂未涉及盈利能力偏弱的火电的计划电量。对水电、核电发电侧企业而言，将增值税率下调的红利对用户侧让利，对原本的不含税收益基本无影响，但原本市场偏乐观的业绩预期可能需要调整。持续看好火电受益于煤价下行预期，关注华电国际、华能国际、看好水电防御性配置价值，关注业绩确定性强的长江电力以及水电非市场化电量占比较低的国投电力。
鉴于地方政府尚未明确出台相关上市公司上网电价的调整政策，而关于市场电与非市场电的界定依然存在不确定性，我们暂不调整相关上市公司的盈利预测。
风险提示
电力需求下行，市场化让利扩大，煤电燃煤成本上行
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